Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
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RESULTADOS
PRIMEIRO
TRIMESTRE
2017
2 de maio 2017
Relações com Investidores
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
2
ÍNDICE
1. SUMÁRIO EXECUTIVO .......................................................................................... 3
2. PRINCIPAIS INDICADORES ................................................................................. 4
3. ENVOLVENTE DE MERCADO .................................................................................. 5
4. EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO ................................................................................. 6
5. REFINAÇÃO & DISTRIBUIÇÃO .............................................................................. 8
6. GAS & POWER .................................................................................................... 10
7. INFORMAÇÃO FINANCEIRA ................................................................................ 12
7.1. Demonstração de resultados .............................................................................. 12
7.2. Investimento .................................................................................................... 13
7.3. Cash flow ......................................................................................................... 14
7.4. Situação financeira e dívida ............................................................................... 16
7.5. Vendas e prestações de serviço RCA por segmento ............................................. 17
7.6. Reconciliação entre valores IFRS e valores replacement cost ajustados ................. 18
7.7. Demonstração de resultados consolidados em IFRS ............................................. 20
7.8. Situação financeira consolidada.......................................................................... 21
8. BASES DE APRESENTAÇÃO DA INFORMAÇÃO .................................................... 22
9. DEFINIÇÕES ....................................................................................................... 23
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
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1. Sumário executivo
Principais destaques no primeiro trimestre de 2017
A produção working interest aumentou 4% QoQ e 56% YoY para os 88 mil barris de petróleo
equivalente por dia (kboepd), dos quais 87% corresponderam a petróleo. Destaca-se, no trimestre, a
realização de trabalhos de manutenção nas FPSO Cidade de Angra dos Reis (#1) e Cidade de
Paraty (#2).
Os campos Lula e Iracema contam atualmente com cinco unidades a produzir a níveis de plateau,
estando a FPSO Cidade de Saquarema (#6) em fase de ramp-up de produção. A primeira FPSO
replicante (#7) encontra-se na área de Lula Sul e deverá iniciar produção durante o segundo
trimestre de 2017.
O Ebitda RCA do negócio de Exploração & Produção (E&P) foi de €204 m, um aumento de
€155 m YoY suportado pelo aumento de produção e pelo aumento dos preços de petróleo e
gás natural.
O Ebitda RCA do negócio de Refinação & Distribuição (R&D) aumentou €40 m YoY para os
€187 m, com a margem de refinação da Galp a aumentar de $4,1/boe para $5,1/boe no período,
beneficiando de oportunidades no aprovisionamento. A atividade de comercialização de produtos
petrolíferos foi suportada pela procura nos segmentos de retalho e dos subsegmentos de aviação e bancas
marítimas no wholesale.
O Ebitda RCA do negócio de Gas & Power (G&P) desceu €68 m YoY para os €22 m, afetado por
restrições no aprovisionamento de gás natural e pela desconsolidação da atividade de
infraestruturas reguladas.
O Ebitda consolidado RCA aumentou €126 m YoY para os €419 m, tendo o desempenho dos
negócios de R&D e E&P compensado a menor contribuição do negócio de G&P.
O Ebit RCA do Grupo situou-se nos €220 m, sendo de destacar o aumento das depreciações e
amortizações no negócio de E&P – devido ao aumento da base de ativos em produção – e no
negócio de R&D.
O resultado líquido RCA desceu €15 m YoY para os €99 m, impactado por uma variação no
mark-to-market de derivados de cobertura e pelo aumento em impostos. O aumento nos
impostos deveu-se aos maiores resultados no negócio de E&P, a uma reversão em impostos diferidos e a
uma provisão de imposto a pagar em Angola.
Os eventos não recorrentes totalizaram €18 m, tendo a Contribuição Extraordinária sobre o Sector
Energético (CESE) em Portugal impactado os resultados IFRS em cerca de €25 m. O resultado líquido
em IFRS atingiu os €134 m.
A dívida líquida manteve-se estável durante o primeiro trimestre de 2017, apesar do
investimento de €203 m em fundo de maneio durante o período, que se deveu ao aumento temporário
dos inventários. A 31 de março, a dívida líquida situava-se em €1,3 bn, considerando o empréstimo à
Sinopec como caixa e equivalentes, com o rácio dívida líquida para Ebitda a situar-se nos 1,0x.
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2. Principais indicadores Informação financeira
1T16 4T16 1T17 Var. YoY % Var. YoY
Ebitda RCA 293 396 419 126 43%
Exploração & Produção 48 232 204 155 s.s.
Refinação & Distribuição 148 105 187 40 27%
Gas & Power 90 53 22 (68) (76%)
Ebit RCA 137 238 220 83 60%
Ebit IFRS (3) 221 286 289 s.s.
Resultado líquido RCA 114 121 99 (15) (13%)
Eventos não recorrentes (80) (108) (18) 62 (77%)
Efeito stock (92) 67 54 145 s.s.
Resultado líquido IFRS (58) 80 134 192 s.s.
Investimento 343 344 227 (116) (34%)
Dívida líquida 2.467 1.870 1.895 (573) (23%)
Dívida líquida inc. empréstimo Sinopec1 1.841 1.260 1.333 (507) (28%)
Rácio dívida líquida para Ebitda RCA2 1,4x 1,0x 1,0x - -
€m (RCA)
Trimestre
1 Considerando o empréstimo à Sinopec como caixa. 2A 31 de março de 2017, rácio considera a dívida líquida inc. empréstimo à Sinopec de
€561 m, adicionado do valor correspondente a suprimentos da Sinopec na Petrogal Brasil de €176 m, sendo o Ebitda RCA nos últimos 12
meses de €1.537 m.
Indicadores operacionais
1T16 4T16 1T17 Var. YoY % Var. YoY
Produção média working interest (kboepd) 56,3 84,9 88,0 31,6 56%
Produção média net entitlement (kboepd) 53,7 82,7 86,2 32,5 60%
Preço médio de venda de petróleo e gás natural (USD/boe) 26,2 42,1 45,4 19,2 73%
Matérias-primas processadas (mmboe) 25,2 28,8 26,1 0,9 4%
Margem de refinação Galp (USD/boe) 4,1 5,2 5,1 1,0 26%
Vendas a clientes diretos (mt) 2,1 2,2 2,1 (0,1) (3%)
Vendas de GN a clientes diretos (mm3) 901 1.048 1.149 249 28%
Vendas de GN/GNL em trading (mm3) 960 814 857 (102) (11%)
Trimestre
Indicadores de mercado
1T16 4T16 1T17 Var. YoY % Var. YoY
Taxa de câmbio média (EUR:USD) 1,10 1,08 1,06 (0,04) (3%)
Preço médio do dated Brent1 (USD/bbl) 33,9 49,3 53,7 19,8 58%
Diferencial crude heavy-light 1 (USD/bbl) (2,3) (1,6) (1,8) 0,5 (21%)
Preço gás natural NBP Reino Unido1 (USD/mmbtu) 4,3 5,9 6,0 1,7 40%
Preço gás natural Henry Hub E.U.A.2 (USD/mmbtu) 2,0 3,2 3,1 1,1 55%
Preço GNL para o Japão e para a Coreia1 (USD/mmbtu) 5,0 7,5 7,0 2,0 40%
Margem de refinação benchmark 3 (USD/bbl) 3,3 3,9 3,5 0,2 6%
Mercado oil ibérico4 (mt) 14,9 15,5 15,1 0,2 1,3%
Mercado gás natural ibérico5 (mm3) 8.653 9.530 9.734 1.080 12,5%
Trimestre
1 Fonte: Platts. Urals NWE dated para crude pesado; dated Brent para crude leve. 2 Fonte: Nymex 3 Para uma descrição
completa da metodologia de cálculo da margem de refinação benchmark, vide ”Definições”. 4 Fonte: APETRO para Portugal;
CORES para Espanha. 5 Fonte: Galp e Enagás.
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3. Envolvente de mercado
Dated Brent
No primeiro trimestre de 2017 a cotação média
do dated Brent subiu $19,8/bbl em relação ao
período homólogo de 2016, para $53,7/bbl.
Este aumento refletiu a confiança no
balanceamento do mercado decorrente do
cumprimento do acordo de redução da
produção da OPEP, no qual participaram alguns
países produtores que não pertencem à
organização.
No primeiro trimestre de 2017 o diferencial
entre o preço do dated Brent e o Urals estreitou
de $2,3/bbl, no período homólogo de 2016,
para $1,8/bbl, com a cotação da rama russa a
beneficiar da procura do mercado asiático, em
consequência dos cortes na produção pela
OPEP.
Gás natural
O preço de gás natural na Europa (NBP)
aumentou $4,3/mmbtu no primeiro trimestre de
2016 para $6,0/mmbtu no primeiro trimestre de
2017. Este aumento foi suportado pela maior
procura para produção de eletricidade, a qual
decorreu de um aumento global do preço do
carvão, na sequência de limitações à produção
doméstica na China.
O preço asiático de referência de GNL (JKM)
aumentou, no primeiro trimestre de 2017, para
$7,0/mmbtu, face a $5,0/mmbtu no período
homólogo de 2016, suportado por um forte
aumento da procura da China.
Margens de refinação
No primeiro trimestre de 2017 a margem de
refinação benchmark registou uma subida de
$0,2/bbl face ao período homólogo, para
$3,5/bbl, com as valorizações do gasóleo e do
fuelóleo a compensarem o custo acrescido da
valorização do crude.
O crack do gasóleo no primeiro trimestre de
2017 foi de $11,8/bbl, uma valorização de
$2,7/bbl face ao primeiro trimestre de 2016,
suportado pelo aumento da procura e redução
dos stocks globais.
O crack do fuel no primeiro trimestre de 2017
foi de -$5,3/bbl, uma valorização de $6,6/bbl
face ao período homólogo, devido à redução da
oferta de produto proveniente da Rússia.
Mercado ibérico
No trimestre, o mercado ibérico de produtos
petrolíferos cresceu 1,3% e totalizou
15,1 milhões de toneladas (mt), acima dos
14,9 mt registados no período homólogo de
2016, impactado pela maior procura de gasóleo
e GPL, decorrente de uma maior atividade
económica e da implementação de um plano de
incentivos ao GPL em Espanha.
O mercado de gás natural na Península Ibérica
subiu 12,5% no primeiro trimestre de 2017 face
ao período homólogo de 2016, para os
9.734 mm³. Este aumento resulta de uma
maior procura de gás para consumo
convencional, por aumento da atividade
económica, e para produção de eletricidade,
decorrente da menor produção eólica e
hidroelétrica durante o período.
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4. Exploração & Produção €m (valores em RCA exceto indicação em contrário; valores unitários com base na produção net entitlement )
1T16 4T16 1T17 Var. YoY % Var. YoY
Produção média working interest 1 (kboepd) 56,3 84,9 88,0 31,6 56%
Produção de petróleo (kbpd) 52,9 75,6 76,9 24,0 45%
Produção média net entitlement 1 (kboepd) 53,7 82,7 86,2 32,5 60%
Angola 7,9 6,8 6,9 (1,0) (13%)
Brasil 45,8 75,8 79,3 33,5 73%
Preço médio de venda de petróleo e gás natural2
(USD/boe)26,2 42,1 45,4 19,2 73%
Royalties 3 (USD/boe) 2,8 4,1 4,6 1,7 61%
Custo de produção (USD/boe) 8,9 5,8 8,0 (0,9) (10%)
Amortizações4 (USD/boe) 15,8 5,8 13,4 (2,5) (16%)
Realocação p/E&P da contribuição das atividades de trading
de petróleo relativa a trimestres anteriores2 - 22 - - s.s.
Ebitda RCA 48 232 204 155 s.s.
Depreciações e Amortizações4 70 41 97 27 39%
Provisões - 0 - - s.s.
Ebit RCA (22) 191 106 128 s.s.
Ebit IFRS (31) 103 108 139 s.s.
Resultados de Empresas associadas E&P 3 4 9 6 s.s.
Trimestre
1 Inclui produção de gás natural exportada; exclui gás natural consumido ou injetado. 2 No quarto trimestre de 2016, a contribuição das atividades de trading de petróleo produzido foi realocada do negócio de R&D para o E&P. O
impacto total do ano foi contabilizado no 4T16, mas o preço médio de venda no 4T16 é normalizado. 3 Com base na produção proveniente do Brasil. 4 Inclui provisões para abandono.
Atividade
No primeiro trimestre de 2017, a produção média
working interest de petróleo e gás natural foi de
88,0 kboepd, um aumento de 56% face ao
período homólogo de 2016, devido ao
crescimento de produção no Brasil. Do total,
87% correspondeu a produção de petróleo.
Importa destacar, no Brasil, a realização de
trabalhos de manutenção nas FPSO #1 e na
FPSO #2, que incidiram principalmente em
março.
A Galp e os seus parceiros deram continuidade
aos trabalhos de desenvolvimento dos campos
Lula e Iracema, atualmente com cinco unidades
a produzir a níveis de plateau e com a FPSO
Cidade de Saquarema (#6) em ramp-up de
produção, tendo sido conectado o quinto poço
produtor durante o trimestre. Atualmente, todas
a unidades estão conectadas à rede de
exportação de gás, incluindo a FPSO #6, que foi
conectada durante abril mas que se encontra em
fase de comissionamento.
A primeira FPSO replicante encontra-se na área
de Lula Sul e deverá iniciar produção no segundo
trimestre de 2017.
Em Angola, embora a produção working interest
tenha descido 18% face ao período homólogo,
devido ao declínio natural no bloco 14, a
produção net entitlement desceu apenas 13%
face ao primeiro trimestre de 2016, beneficiando
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do mecanismo de recuperação de custos ao abrigo do contrato de partilha de produção.
Resultados
No primeiro trimestre de 2017, o Ebitda RCA foi
de €204 m, um aumento de €155 m face ao
período homólogo de 2016, suportado pelo
aumento de produção e dos preços de petróleo e
gás natural. O preço médio de venda do Grupo
foi de $45,4/boe, face a $26,2/boe no período
homólogo.
Os custos de produção foram de cerca de €58 m
no período, um aumento de €19 m face ao
primeiro trimestre de 2016, principalmente
devido ao início de produção das FPSO Cidade de
Maricá (#5) e FPSO #6 durante 2016. Em termos
unitários e numa base net entitlement, os custos
de produção diminuíram $0,9/boe para os
$8,0/boe beneficiando de um maior efeito de
diluição na produção.
No primeiro trimestre de 2017, as amortizações
(incluindo provisões para abandono) situaram-se
nos €97 m, um aumento de 38% face ao
primeiro trimestre de 2016, devido à maior base
de ativos no Brasil. Numa base net entitlement,
as amortizações desceram de $15,8/boe para
$13,4/boe.
O Ebit RCA foi de €106 m, um aumento de
€128 m relativamente ao primeiro trimestre de
2016.
Os resultados das empresas associadas afetas às
atividades de E&P foram de €9 m.
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5. Refinação & Distribuição
1T16 4T16 1T17 Var. YoY % Var. YoY
Margem de refinação Galp (USD/boe) 4,1 5,2 5,1 1,0 26%
Custo cash das refinarias1 (USD/boe) 2,0 1,7 1,7 (0,3) (14%)
Impacto da cobertura da margem de refinação2
(USD/boe)0,1 (0,2) (0,0) (0,2) s.s.
Matérias-primas processadas (mmboe) 25,2 28,8 26,1 0,9 4%
Crude processado (mmbbl) 23,9 27,0 22,9 (1,0) (4%)
Vendas de produtos refinados (mt) 4,1 4,6 4,4 0,3 7%
Vendas a clientes diretos (mt) 2,1 2,2 2,1 (0,1) (3%)
Realocação relativa à contribuição das atividades de trading
de petróleo para o E&P3 - (25) - s.s. s.s.
Ebitda RCA 148 105 187 40 27%
Depreciações e Amortizações4 65 105 91 26 40%
Provisões 5 (1) 3 (2) (46%)
Ebit RCA 78 1 94 16 21%
Ebit IFRS (47) 72 150 197 s.s.
Resultados de Empresas associadas R&D 1 0 (2) (2) s.s.
€m (valores em RCA exceto indicação em contrário)
Trimestre
1 Excluindo impacto das operações de cobertura da margem de refinação. 2 Impacto em Ebitda. 3 No quarto trimestre de 2016 a contribuição das atividades de trading de petróleo produzido foram realocadas do negócio de R&D para o
E&P. O impacto total do ano foi contabilizado no 4T16. 4 Durante o quarto trimestre de 2016, o período de vida útil de alguns ativos de refinação foi revisto. O quarto trimestre de 2016 inclui o
impacto relativo ao terceiro trimestre.
Atividade
No primeiro trimestre de 2017, foram
processados cerca de 26,1 mmboe de matérias-
-primas, um aumento de 4% face ao período
homólogo de 2016, que havia sido afetado pela
paragem planeada do hydrocracker (HC) em
Sines. O crude representou 88% das matérias-
primas processadas, 84% do qual correspondeu
a crudes médios e pesados.
Os destilados médios (gasóleo e jet)
representaram 47%, um aumento de 3 p.p. face
ao período homólogo, devido à maior
disponibilidade do HC. A gasolina representou
24% da produção, enquanto os consumos e
quebras representaram 8% das matérias-primas
processadas.
Os volumes vendidos a clientes diretos
situaram-se nos 2,1 mt, uma redução de 3%
face ao primeiro trimestre de 2016, reflexo da
estratégia de redução de exposição a atividades
com menor margem na Península Ibérica,
nomeadamente no segmento wholesale. O
volume de vendas em África representou 9% das
vendas a clientes diretos.
Resultados
O Ebitda RCA do negócio de R&D aumentou
€40 m para os €187 m no primeiro trimestre do
ano, devido principalmente à melhoria da
margem de refinação benchmark.
A margem de refinação da Galp situou-se em
$5,1/boe, face a $4,1/boe no período homólogo.
O diferencial sobre a margem benchmark foi de
$1,6/boe, tendo a Empresa beneficiado
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sobretudo de oportunidades no
aprovisionamento.
Os custos cash operacionais situaram-se nos
€42 m, abaixo do registado no primeiro
trimestre de 2016. Em termos unitários, os
custos cash foram de $1,7/boe.
A atividade de comercialização de produtos
petrolíferos foi suportada por uma procura
robusta no segmento de retalho, e nos
subsegmentos de aviação e bancas marítimas no
wholesale.
As amortizações e provisões aumentaram €23 m
face ao primeiro trimestre de 2016, para os
€93 m.
O Ebit RCA situou-se em €94 m e o Ebit IFRS
aumentou para os €150 m. O efeito de stock foi
de €60 m.
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6. Gas & Power
1T16 4T16 1T17 Var. YoY % Var. YoY
Vendas totais de GN/GNL (mm3) 1.860 1.861 2.006 146 8%
Vendas a clientes diretos (mm3) 901 1.048 1.149 249 28%
Trading (mm3) 960 814 857 (102) (11%)
Vendas de eletricidade (GWh) 1.192 1.292 1.350 158 13%
Vendas de eletricidade à rede (GWh) 356 470 496 140 39%
Ebitda RCA 90 53 22 (68) (76%)
Gás Natural 60 34 13 (48) (79%)
Infraestruturas 32 8 - (32) s.s.
Power (3) 10 9 12 s.s.
Depreciações e Amortizações 15 8 5 (10) (69%)
Provisões 0 3 3 3 s.s.
Ebit RCA 75 42 15 (60) (80%)
Ebit IFRS 69 43 22 (46) (68%)
Resultados de Empresas associadas G&P 18 20 25 8 43%
€m (valores em RCA exceto indicação em contrário)
Trimestre
Atividade
No primeiro trimestre de 2017, verificaram-se
restrições no aprovisionamento de gás natural
proveniente da Argélia.
Os volumes vendidos de gás natural situaram-se
em 2.006 mm³, um aumento de 8% face ao
primeiro trimestre de 2016, devido ao aumento
das vendas a clientes diretos, nomeadamente ao
segmento electroprodutor, o que se deveu à
menor produção elétrica por via eólica e hídrica
na Península Ibérica.
Os volumes de trading de rede situaram-se nos
500 mm3, um aumento de 223 mm3 face ao
período homólogo, que não foi suficiente para
compensar o decréscimo no trading de GNL.
Os volumes vendidos no mercado convencional,
ou seja, nos segmentos industrial e de retalho,
também aumentaram 15%. Tal deveu-se
principalmente ao aumento dos volumes vendidos
no segmento industrial, na sequência dos maiores
consumos da refinaria de Sines, que havia sido
impactada por uma paragem no primeiro
trimestre de 2016.
As vendas de eletricidade à rede foram de
496 GWh, um incremento de 140 GWh face ao
período homólogo, beneficiando da melhoria do
desempenho das cogerações nas refinarias.
Resultados
O negócio de G&P registou um Ebitda RCA de
€22 m no primeiro trimestre de 2017, €68 m
abaixo do verificado no período homólogo, na
sequência da menor contribuição da atividade de
gás natural e da não consolidação da atividade
de infraestruturas reguladas.
O Ebitda do segmento de gás natural situou-se
nos €13 m, uma redução de €48 m face ao
primeiro trimestre de 2016, devido ao menor
contributo da atividade de trading de GNL e às
restrições aprovisionamento.
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
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O Ebitda da atividade de power foi de €9 m, um
aumento de €12 m face ao período homólogo,
que havia sido negativamente impactado pelo
desempenho das cogerações e pelo
desfasamento temporal entre o preço de compra
do gás natural e de venda da energia produzida.
Importa destacar que no primeiro trimestre de
2017, a atividade de infraestruturas reguladas já
não consolidava pelo método integral, na
sequência da conclusão da venda de 22,5% do
capital social da Galp Gás Natural Distribuição,
S.A. (GGND) durante o quarto trimestre de 2016.
O Ebit RCA diminuiu €60 m para os €15 m,
considerando um efeito stock de €7 m. O Ebit
IFRS atingiu os €22 m, comparativamente a
€69 m no período homólogo.
Os resultados de empresas associadas situaram-
-se nos €25 m, tendo a GGND contribuído com
€8 m para estes resultados.
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7. Informação financeira 7.1. Demonstração de resultados
1T16 4T16 1T17 Var. YoY % Var. YoY
Vendas e prestações de serviços 2.822 3.547 3.844 1.022 36%
Custo das mercadorias vendidas (2.155) (2.731) (2.975) 820 38%
Fornecimentos e serviços externos (306) (334) (376) 69 23%
Custos com pessoal (75) (89) (79) 4 6%
Outros proveitos (custos) operacionais 8 2 6 (3) (31%)
Ebitda RCA 293 396 419 126 43%
Ebitda IFRS 164 467 485 322 s.s.
Depreciações e Amortizações (151) (174) (194) 43 28%
Provisões (5) 17 (5) 0 4%
Ebit RCA 137 238 220 83 60%
Ebit IFRS (3) 221 286 289 s.s.
Resultados de empresas associadas 21 24 32 11 51%
Resultados financeiros 3 (27) (12) (15) s.s.
Juros líquidos (28) (22) (21) (6) (23%)
Capitalização juros 21 10 24 3 13%
Diferenças de câmbio (7) (1) (3) 4 53%
Mark-to-market de derivados de cobertura 22 (14) (4) (26) s.s.
Outros custos/proveitos financeiros (5) (0) (7) (2) (39%)
Resultados antes de impostos e interesses que não
controlam RCA162 236 241 79 49%
Impostos¹ (39) (88) (123) 84 s.s.
Interesses que não controlam (9) (27) (18) 10 s.s.
Resultado líquido RCA 114 121 99 (15) (13%)
Eventos não recorrentes (80) (108) (18) (62) (77%)
Resultado líquido RC 34 13 81 47 s.s.
Efeito stock (92) 67 54 145 s.s.
Resultado líquido IFRS (58) 80 134 192 s.s.
€m (valores em RCA exceto indicação em contrário)
Trimestre
1 Inclui Participação Especial a pagar no Brasil e IRP a pagar em Angola.
O Ebitda RCA aumentou 43% no período para os
€419 m, na sequência da maior contribuição dos
negócios de E&P e R&D. O Ebitda IFRS
aumentou €322 m para os €485 m.
Considerando o aumento das amortizações,
nomeadamente nos negócios de E&P e R&D, o
Ebit RCA situou-se nos €220 m. O Ebit IFRS
aumentou €289 m e atingiu os €286 m.
Os resultados de empresas associadas
aumentaram para os €32 m.
Os resultados financeiros foram negativos em
€12 m, um agravamento de €15 m relativamente
ao período homólogo, que se deveu
essencialmente a uma variação de €26 m no
mark-to-market de derivados de cobertura,
nomeadamente relacionados com a cobertura da
margem de refinação.
Os impostos RCA aumentaram para os €123 m,
sobretudo devido aos maiores resultados no
negócio de E&P, tendo os impostos sobre a
produção de petróleo e gás atingido os €68 m.
Importa também destacar a reversão de c.€8 m
em impostos diferidos e uma provisão de €6 m
de IRP a pagar em Angola.
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
13
Os interesses que não controlam, principalmente
atribuíveis à participação da Sinopec na Petrogal
Brasil, aumentaram para os €18 m.
O resultado líquido RCA atingiu os €99 m,
enquanto o resultado líquido IFRS se situou em
€134 m. O efeito stock foi de €54 m e os eventos
não recorrentes representaram €18 m.
A CESE em Portugal impactou negativamente os
resultados em IFRS em cerca de €25 m, dos
quais €16 m relativos à CESE I, cujo impacto
anual é contabilizado na sua totalidade no
primeiro trimestre. A contabilização efetuada em
relação à CESE decorre da estrita aplicação dos
normativos contabilísticos, entendendo a Galp,
com base na opinião dos mais reputados
jurisconsultos nacionais, que as disposições
legislativas respeitantes à CESE são violadoras da
lei, não sendo os montantes em causa exigíveis.
7.2. Investimento
1T16 4T16 1T17 Var. YoY % Var. YoY
Exploração & Produção 316 269 209 (108) (34%)
Atividades de exploração e avaliação 10 0 17 7 71%
Atividades de desenvolvimento e produção 306 269 192 (115) (37%)
Refinação & Distribuição 23 68 16 (7) (31%)
Gas & Power 3 4 2 (1) (42%)
Outros 1 3 0 (0) (33%)
Investimento 343 344 227 (116) (34%)
€m
Trimestre
Durante o trimestre, o investimento totalizou
€227 m, 84% dos quais alocados a atividades de
desenvolvimento e produção no âmbito do
negócio de E&P, nomeadamente no bloco
BM-S-11 no Brasil e no bloco 32 em Angola. Nas
atividades de exploração e avaliação, destaca-se
a aquisição de sísmica 3D em São Tomé e
Príncipe.
O investimento nas atividades de downstream e
gás atingiu €18 m, tendo sido alocado, entre
outros, a atividades de manutenção na refinaria
de Sines.
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
14
7.3. Cash flow
Método indireto
€m (valores em IFRS)
1T16 4T16 1T17
Ebit (3) 221 286
Dividendos de empresas associadas - 26 -
Depreciações e amortizações 162 260 194
Variação de fundo de maneio 141 51 (203)
Fluxo de caixa gerado pelas atividades operacionais 300 558 277
Investimento líquido1 (343) (200) (204)
Juros pagos e recebidos (28) (22) (21)
Impostos de sociedades e tributação especial (25) (30) (81)
Dividendos pagos - (6) -
Free cash flow (96) 300 (30)
Desconsolidação GGND2 - 632 -
Outros3 50 2 5
Variação da dívida líquida 45 (935) 24
Trimestre
1 O primeiro trimestre de 2017 inclui o recebimento de €22 m da venda da participação indireta de 25% no projeto Âncora; o quarto trimestre de 2016 inclui o recebimento de €141 m da venda de participação de 22,5% da GGND. 2 Desconsolidação de ativos e passivos da GGND. 3 Inclui CTA (Cumulative Translation Adjustment) e reembolsos parciais do empréstimo concedido à Sinopec.
A dívida líquida aumentou apenas €24 m
durante o primeiro trimestre de 2017,
considerando o fluxo de caixa gerado pelas
atividades operacionais, de €277 m.
O investimento no período em fundo de maneio,
de €203 m, deveu-se principalmente ao
aumento temporário dos inventários.
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
15
Método direto
€m
1T16 4T16 1T17
Caixa e equivalentes no início do período1 1.045 1.084 923
Recebimento de clientes 3.265 4.242 4.363
Pagamento a fornecedores (1.836) (2.600) (3.013)
Salários e encargos (76) (117) (71)
Dividendos de empresas associadas - 26 -
Pagamentos de imposto sobre produtos petrolíferos (ISP) (604) (737) (612)
IVA, Royalties, PIS, Cofins, outros (380) (374) (376)
Total de fluxos operacionais 369 441 290
Investimento líquido2 (379) (161) (238)
Juros pagos e recebidos (52) (20) (50)
Dividendos pagos - (6) -
Impostos de sociedades e tributação especial (25) (30) (81)
Empréstimos pagos e recebidos (44) (451) (19)
Reembolsos da Sinopec 68 - 42
Efeito da alteração da taxa de câmbio em caixa e seus equivalentes (28) 66 (11)
Caixa e equivalentes no final do período1 954 923 858
Trimestre
1 Os valores de caixa e equivalentes diferem dos apresentados no Balanço por imposição normativa (IAS 7). A diferença consiste na
classificação dos descobertos bancários que no Mapa de Fluxos de Caixa são por dedução de caixa e equivalentes, enquanto no Balanço são
considerados dívida. 2 O primeiro trimestre de 2017 inclui o recebimento de €22 m da venda da participação indireta de 25% no projeto Âncora; o quarto trimestre de 2016 inclui o recebimento de €141 m da venda de participação de 22,5% da GGND.
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
16
7.4. Situação financeira e dívida
€m (valores em IFRS)
31 dezembro,
2016
31 março,
2017
Var. vs 31
dez.,
2016
Ativo fixo líquido 7.723 7.901 177
Fundo de maneio 490 693 203
Empréstimo à Sinopec 610 561 (49)
Outros ativos (passivos) (408) (586) (178)
Ativos/Passivos não correntes detidos para venda (1) - 1
Capital empregue 8.414 8.569 155
Dívida de curto prazo 325 672 347
Dívida de médio-longo prazo 2.578 2.181 (396)
Dívida total 2.903 2.853 (50)
Caixa e equivalentes 1.032 959 (74)
Dívida líquida 1.870 1.895 24
Total do capital próprio 6.543 6.674 131
Total do capital próprio e da dívida líquida 8.414 8.569 155
A 31 de março de 2017, o ativo fixo líquido era
de €7.901 m, um aumento de €177 m face ao
final de 2016.
O investimento em curso, relativo sobretudo ao
negócio de E&P, totalizava €2.687 m no final do
período. O
Dívida financeira
€m (exceto indicação em contrário)
31 dezembro,
2016
31 março,
2017
Var. vs 31 dez,
2016
Obrigações 1.683 1.684 (2)
Empréstimos bancários e outros títulos de dívida 1.220 1.169 51
Caixa e equivalentes (1.032) (959) (74)
Dívida líquida 1.870 1.895 (24)
Dívida líquida inc. empréstimo Sinopec1 1.260 1.333 (73)
Vida média (anos) 2,6 2,4 0,2
Taxa de juro média da dívida 3,5% 3,5% 0,0 p.p.
Dívida líquida para Ebitda RCA2 1,0x 1,0x -
1 Dívida líquida de €1.333 m ajustada do empréstimo concedido à Sinopec de €561 m. 2A 31 de março de 2017, rácio considera a dívida líquida inc. empréstimo Sinopec, adicionado do valor correspondente a suprimentos da Sinopec na Petrogal Brasil, de €176 m, sendo o Ebitda RCA nos últimos doze meses de €1.537 m.
A 31 de março de 2017, a dívida líquida situava-
-se em €1.895 m, um aumento de €24 m face ao
final de 2016.
Considerando como caixa o saldo de €561 m do
empréstimo concedido à Sinopec, a dívida líquida
no final do período situava-se em €1.333 m,
resultando um rácio de dívida líquida para Ebitda
de 1,0x. Este rácio considera ainda o valor
correspondente aos suprimentos da Sinopec na
Petrogal Brasil, com saldo de €176 m no final do
período.
A taxa de juro média da dívida durante o período
foi de 3,52%.
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
17
No final de março, cerca de 49% do total da
dívida estava contratada a taxa fixa. O prazo
médio da dívida era de 2,4 anos, sendo que a
dívida de médio e longo prazo representava 76%
do total da dívida da Galp.
No final do primeiro trimestre, a Galp detinha
cerca de €1,4 bn de linhas de crédito contratadas,
mas não utilizadas. Deste montante, cerca de
70% encontrava-se garantido contratualmente.
Perfil de reembolso da dívida € m
0
200
400
600
800
2017 2018 2019 2020 2021 2022+
@ 31 mar 2017
@ 31 dez 2016
7.5. Vendas e prestações de serviço RCA por segmento €m
1T16 4T16 1T17 Var. YoY % Var. YoY
Vendas e prestações de serviços RCA 2.822 3.547 3.844 1.022 36%
Exploração & Produção1 111 361 308 197 s.s.
Refinação & Distribuição 2.160 2.839 2.869 709 33%
Gas & Power 676 630 713 37 5%
Outros 28 36 30 2 5%
Ajustamentos de consolidação (154) (318) (75) (78) (51%)
Trimestre
1 Não inclui variação de produção. As vendas e prestações de serviço RCA no segmento de E&P, incluindo variação de produção, foram de
€330 m no primeiro trimestre de 2017.
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
18
7.6. Reconciliação entre valores IFRS e valores replacement cost ajustados
Ebitda por segmento
€m
2017
Ebitda
IFRS
Efeito
stockEbitda
RC
Eventos não
recorrentes
Ebitda
RCA
Galp 485 (68) 418 1 419
E&P 204 - 204 0 204
R&D 246 (60) 186 1 187
G&P 29 (7) 22 - 22
Outros 6 - 6 - 6
Primeiro Trimestre
€m
2016
Ebitda
IFRS
Efeito
stockEbitda
RC
Eventos não
recorrentes
Ebitda
RCA
Galp 164 115 278 15 293
E&P 42 - 42 6 48
R&D 31 108 139 9 148
G&P 83 7 90 0 90
Outros 7 - 7 0 8
Primeiro Trimestre
Ebit por segmento
€m
2017
Ebit
IFRS
Efeito
stockEbit
RC
Eventos não
recorrentes
Ebit
RCA
Galp 286 (68) 218 2 220
E&P 108 - 108 (2) 106
R&D 150 (60) 90 4 94
G&P 22 (7) 15 (0) 15
Outros 5 - 5 - 5
Primeiro Trimestre
€m
2016
Ebit
IFRS
Efeito
stockEbit
RC
Eventos não
recorrentes
Ebit
RCA
Galp (3) 115 112 26 137
E&P (31) - (31) 9 (22)
R&D (47) 108 61 17 78
G&P 69 7 75 (0) 75
Outros 6 - 6 0 7
Primeiro Trimestre
Eventos não recorrentes
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
19
€m
1T16 4T16 1T17
Eventos não recorrentes com impacto em Ebitda 15,0 11,0 1,3
Acidentes resultantes de fenómenos naturais e indemnizações de seguros 0,1 0,9 0,0
Ganhos/perdas na alienação de ativos (0,5) (0,5) (0,1)
Write-off ativos 0,0 0,7 0,1
Custos com reestruturação - Pessoal 5,0 0,0 -
Indemnização cessação antecipada equipamentos e serviços 5,9 0,1 -
Custos com litigância 4,5 3,4 1,4
Regularização impostos de exercícios anteriores - 6,3 -
Eventos não recorrentes com impacto em custos non cash 10,8 87,9 0,4
Provisão para meio ambiente e outras 0,1 2,5 0,0
Imparidade de ativos 10,7 85,4 0,4
Eventos não recorrentes com impacto em resultados financeiros 14,1 39,7 (17,9)
Ganhos/Perdas na alienação de participações financeiras 14,1 (36,8) (17,9)
Imparidade de investimento financeiro - 76,5 -
Eventos não recorrentes com impacto em impostos 39,8 (2,9) 34,2
Impostos sobre eventos não recorrentes (5,4) (6,3) (0,9)
Impostos diferidos em E&P - (10,3) -
Regularização IRC exercicios anteriores - 5,9 -
Imposto contribuição sector energético 45,2 7,7 35,2
Interesses que não controlam (0,0) (27,4) 0,1
Total de eventos não recorrentes 79,8 108,2 18,1
Trimestre
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
20
7.7. Demonstração de resultados consolidados em IFRS €m
1T16 4T16 1T17
Vendas 2.650 3.402 3.684
Serviços prestados 172 145 160
Outros rendimentos operacionais 18 32 28
Total de proveitos operacionais 2.840 3.579 3.872
Inventários consumidos e vendidos (2.270) (2.650) (2.908)
Materiais e serviços consumidos (317) (337) (377)
Gastos com o pessoal (80) (89) (79)
Outros gastos operacionais (9) (37) (23)
Total de custos operacionais (2.676) (3.112) (3.387)
Ebitda 164 467 485
Gastos com amortizações, depreciações, imparidades (162) (260) (194)
Provisões e imparidade de contas a receber (5) 14 (5)
Ebit (3) 221 286
Resultados de empresas associadas 7 (15) 50
Resultados financeiros 3 (27) (12)
Juros a receber 6 11 8
Juros a pagar (34) (33) (29)
Capitalização juros 21 10 24
Diferenças de câmbio (7) (1) (3)
Mark-to-market de derivados de cobertura 22 (14) (4)
Outros custos/proveitos financeiros (5) (0) (7)
Resultados antes de impostos 7 179 324
Impostos1 (11) (92) (136)
Imposto contribuição sector energético2 (45) (8) (35)
Resultados antes de interesses que não controlam (49) 80 153
Resultado afeto aos interesses que não controlam (9) 0 (19)
Resultado líquido (58) 80 134
Trimestre
1 Inclui impostos relativos à atividade de produção de petróleo e gás natural, nomeadamente participação especial no Brasil e IRP em Angola. 2 Inclui €16,3 m, €8,3 m e €10,6 m da CESE I, CESE II e Fondo Nacional de Eficiencia Energética, respetivamente, no primeiro trimestre de 2017.
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
21
7.8. Situação financeira consolidada €m
31 dezembro
2016
31 março
2017
Ativo
Ativo não corrente
Ativos fixos tangíveis 5.910 6.021
Goodwill 87 86
Outros ativos fixos intangíveis 268 266
Participações financeiras em associadas 1.432 1.501
Participações financeiras em participadas 3 3
Contas a receber 247 261
Ativos por impostos diferidos 335 317
Investimentos financeiros 26 26
Total de ativos não correntes 8.307 8.481
Ativo corrente
Inventários1 869 1.049
Clientes 1.041 1.077
Contas a receber 556 530
Empréstimo Sinopec 610 561
Investimentos financeiros 19 13
Caixa e equivalentes 1.033 959
Subtotal de ativos correntes 4.128 4.189
Ativos não correntes detidos para venda 4 -
Total de ativos correntes 4.132 4.189
Total do ativo 12.439 12.671
Capital próprio e passivo
Capital próprio
Capital social 829 829
Prémios de emissão 82 82
Reservas de conversão 404 386
Outras reservas 2.687 2.687
Reservas de cobertura 4 5
Resultados acumulados 795 973
Resultado líquido do período 179 134
Total do capital próprio atribuível aos acionistas 4.980 5.097
Interesses que não controlam 1.563 1.577
Total do capital próprio 6.543 6.674
Passivo
Passivo não corrente
Empréstimos e descobertos bancários 912 885
Empréstimos obrigacionistas 1.666 1.297
Outras contas a pagar2 305 301
Responsabilidades com benefícios de reforma e outros benefícios 359 359
Passivos por locações financeiras 0 0
Passivos por impostos diferidos 66 69
Outros instrumentos financeiros 1 3
Provisões 429 565
Total do passivo não corrente 3.738 3.479
Passivo corrente
Empréstimos e descobertos bancários 308 284
Empréstimos obrigacionistas 17 388
Fornecedores 850 837
Outras contas a pagar3 884 883
Outros instrumentos financeiros 17 10
Imposto corrente sobre rendimento a pagar 75 115
Subtotal do passivo corrente 2.152 2.517
Passivos associados a ativos não correntes detidos para venda 5 -
Total do passivo corrente 2.157 2.517
Total do passivo 5.896 5.996
Total do capital próprio e do passivo 12.439 12.671 1 Inclui €119 m de stocks efetuados por conta de terceiros a 31 de março de 2017. 2 Inclui €176 m correspondente aos suprimentos da Sinopec na subsidiária Petrogal Brasil a 31 de março de 2017. 3 Inclui €41 m de adiantamentos relativos a stocks de terceiros a 31 de março de 2017.
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
22
8. Bases de apresentação da informação
As demonstrações financeiras consolidadas da
Galp relativas aos trimestres findos em 31 de
março de 2017 e 2016, e 31 de dezembro de
2016 foram elaboradas em conformidade com as
IFRS. A informação financeira referente à
demonstração de resultados consolidados é
apresentada para os trimestres findos em 31 de
março de 2017 e 2016, e 31 de dezembro de
2016. A informação financeira referente à
situação financeira consolidada é apresentada às
datas de 31 de março de 2017 e 31 de dezembro
de 2016.
As demonstrações financeiras da Galp são
elaboradas de acordo com as IFRS e o custo das
mercadorias vendidas e matérias-primas
consumidas é valorizado a custo médio
ponderado. A utilização deste critério de
valorização pode originar volatilidade nos
resultados em momentos de oscilação dos preços
das mercadorias e das matérias-primas através
de ganhos ou perdas em stocks, sem que tal
traduza o desempenho operacional da Empresa.
Este efeito é designado por efeito stock.
Outro fator que pode influenciar os resultados da
Empresa, sem ser um indicador do seu verdadeiro
desempenho, é o conjunto de eventos de
natureza não recorrente, tais como ganhos ou
perdas na alienação de ativos, imparidades ou
reposições de imobilizado e provisões ambientais
ou de reestruturação.
Com o objetivo de avaliar o desempenho
operacional do negócio da Galp, os resultados
RCA excluem os eventos não recorrentes e o
efeito stock, este último pelo facto de o custo das
mercadorias vendidas e das matérias-primas
consumidas ter sido apurado pelo método de
valorização de custo de substituição designado
replacement cost (RC).
Alterações recentes
Com efeitos a partir de 1 de outubro de 2016, a
contribuição relativa à atividade de trading de
petróleo produzido, que era anteriormente
contabilizada no negócio de R&D, passou a ser
contabilizada no negócio de E&P. A reclassificação
do montante total relativo ao ano de 2016 foi
registada no quarto trimestre.
Durante o quarto trimestre de 2016, o período de
vida útil de alguns ativos de refinação foi revisto,
contribuindo para o aumento das Depreciações &
Amortizações no segundo semestre de 2016. O
quarto trimestre de 2016 inclui o impacto relativo
ao terceiro trimestre.
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
23
9. Definições
Margem de refinação benchmark
A margem de refinação benchmark é calculada com a seguinte ponderação: 45% margem hydrocracking + 42,5%
margem cracking + 7% Óleos Base + 5,5% aromáticos.
Margem hydrocracking de Roterdão
Margem Hydrocracking de Roterdão é composta pelo seguinte perfil: -100% dated Brent, +2,2% LPG FOB
Seagoing (50% Butano+ 50% Propano), +19,1% EuroBob NWE FOB Bg, +8,7% Nafta NWE FOB Bg., +8,5% Jet
NWE CIF, +45,1% ULSD 10 ppm NWE CIF e +9,0% LSFO 1% FOB Cg.; C&Q: 7,4%; Taxa de terminal: $1/ton;
Quebras oceânicas: 0,15% sobre o Brent; Frete 2015: WS Aframax (80 kts) Rota Sullom Voe / Roterdão – Raso
$6,95/ton. Rendimentos mássicos.
Margem cracking de Roterdão
Margem cracking de Roterdão é composta pelo seguinte perfil: -100% dated Brent, +2,3% LPG FOB Seagoing
(50% Butano+ 50% Propano), +25,4% EuroBob NWE FOB Bg, +7,5% Nafta NWE FOB Bg., +8,5% Jet NWE CIF,
+33,3% ULSD 10 ppm NWE CIF e +15,3% LSFO 1% FOB Cg.; C&Q: 7,7%; Taxa de terminal: $1/ton; Quebras
oceânicas: 0,15% sobre o Brent; Frete 2015: WS Aframax (80 kts) Rota Sullom Voe / Roterdão - Raso $6,95/ton.
Rendimentos mássicos.
Margem óleos base de Roterdão
Margem Óleos Base de Roterdão: -100% Arabian Light, +3,5% LPG FOB Seagoing (50% Butano+ 50% Propano),
+13% Nafta NWE FOB Bg., +4,4% Jet NWE CIF, +34% ULSD 10 ppm NWE CIF, +4,5% VGO 1,6% NWE FOB cg,
+14,0% Óleos Base FOB, +26% HSFO 3,5% NWE Bg.; Consumos: -6,8% LSFO 1% CIF NWE.; C&Q: 7,4%;Taxa
de terminal: 1$/ton; Quebras oceânicas: 0,15% sobre o Arabian Light; Frete 2015: WS Aframax (80 kts) Rota
Sullom Voe / Roterdão - Raso $6,95/ton. Rendimentos mássicos.
Margem aromáticos de Roterdão
Margem aromáticos de Roterdão: -60% EuroBob NWE FOB Bg, - 40,0% Nafta NWE FOB Bg., + 37% Nafta NWE
FOB Bg., + 16,5% EuroBob NWE FOB Bg + 6,5% Benzeno Roterdão FOB Bg + 18,5% Tolueno Roterdão FOB Bg
+ 16,6% Paraxileno Roterdão FOB Bg + 4,9% Ortoxileno Roterdão FOB Bg.; Consumos: - 18% LSFO 1% CIF
NEW. Rendimentos mássicos.
Replacement cost (RC)
De acordo com este método, o custo das mercadorias vendidas é avaliado a replacement cost, isto é, à média do
custo das matérias-primas no mês em que as vendas se realizam e independentemente das existências detidas
no início ou no fim dos períodos. O replacement cost não é um critério aceite pelas IFRS, não sendo
consequentemente adotado para efeitos de avaliação de existências e não refletindo o custo de substituição de
outros ativos.
Replacement cost ajustado (RCA)
Além da utilização da metodologia replacement cost, os itens RCA excluem determinados eventos de caráter não
recorrente, tais como ganhos ou perdas na alienação de ativos, imparidades ou reposições de imobilizado e
provisões ambientais ou de restruturação, que podem afetar a análise dos resultados da Empresa e que não
traduzem o seu desempenho operacional regular.
Resultados primeiro trimestre 2017 2 de maio 2017
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ABREVIATURAS
APETRO: Associação Portuguesa de Empresas
Petrolíferas
bbl: barril de petróleo
Bg: Barges
bn: billion, ou seja, mil milhões
boe: barris de petróleo equivalente
CESE: Contribuição Extraordinária sobre o Sector
Energético
Cg: Cargoes
CIF: Costs, Insurance and Freights
CORES: Corporación de Reservas Estratégicas de
Produtos Petrolíferos
CTA: Cumulative Translation Adjustment
E&P: Exploração & Produção
Ebit: Resultado operacional.
Ebitda: Ebit mais depreciações, amortizações e
provisões.
EUA: Estados Unidos da América
EUR/€: Euro
FOB: Free on Board
FPSO: Floating, production, storage and offloading
unit
Galp, Empresa ou Grupo: Galp Energia, SGPS, S.A.,
subsidiária e empresas participadas.
G&P: Gas & Power
GGND: Galp Gás Natural Distribuição, S.A.
GN: gás natural
GNL: gás natural liquefeito
GPL: gás de petróleo liquefeito
GWh: gigawatt per hour
HC: hydrocracker
IAS: International Accounting Standards
IFRS: International Financial Reporting Standards, ou
seja, Normas Internacionais de Relato Financeiro
IRP: Imposto sobre o Rendimento do Petróleo,
pagável em Angola
IRC: Imposto sobre o Rendimento das Pessoas
Coletivas
ISP: Imposto sobre produtos petrolíferos
IVA: Imposto sobre o Valor Acrescentado
JKM: Japan Korea Marker
k: mil
kboepd: milhares de barris de petróleo equivalente
por dia
kbpd: milhares de barris de petróleo por dia
LSFO: low sulphur fuel oil
m: milhão
mmbbl: milhões de barris
mmboe: milhões de barris de petróleo equivalente
mmbtu: million british termal units, ou seja milhões
de unidades térmicas britânicas
mm³: milhões de metros cúbicos
mt: milhões de toneladas
MW: megawatt
NBP: National Balancing Point
NWE: North-western Europe, i.e., Noroeste da Europa
OPEP: Organização dos Países Produtores de Petróleo
p.p.: pontos percentuais
QoQ: quarter-on-quarter (face ao trimestre anterior)
R&D: Refinação & Distribuição
RC: Replacement Cost
RCA: Replacement Cost Ajustado
s.s.: sem significado
T: toneladas
USD/$: dólar dos Estados Unidos
VGO: vacum gas oil
YoY: year-on-year (variação anual)
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ADVERTÊNCIA
O presente relatório foi elaborado pela Galp Energia, SGPS, S.A. ("Galp" ou a "Sociedade") e pode ser alterado e
completado.
Este relatório não constitui nem integra e não deve ser interpretado como uma oferta para vender ou para emitir
nem como um convite à apresentação de ofertas para compra ou outra forma de aquisição de valores mobiliários
emitidos pela Sociedade ou por qualquer das suas sociedades dependentes ou participadas em qualquer
jurisdição ou como um incentivo para realizar atividades de investimento em qualquer jurisdição. Nem este
relatório, ou qualquer parte dele, nem a sua distribuição constituem a base ou podem ser invocados em qualquer
contexto, contrato ou compromisso ou decisão de investimento, em qualquer jurisdição.
O presente relatório pode conter declarações prospetivas. Declarações prospetivas são declarações que não estão
relacionadas com factos históricos. As palavras "acreditar", "prever", "antecipar", "pretender", "estimar", "vir a",
"poder", "continuar", "dever" e expressões similares geralmente identificam declarações prospetivas. Declarações
prospetivas podem incluir declarações sobre: objetivos, metas, estratégias, perspetivas de crescimento; planos,
eventos ou desempenho futuros e potencial para o crescimento futuro; liquidez, recursos de capitais e despesas
de capital; perspetivas económicas e tendências do setor; procura de energia e abastecimento; evolução dos
mercados da Galp; impacto das iniciativas regulamentares; a força dos concorrentes da Galp.
Neste relatório, as declarações prospetivas são baseadas em diversas suposições, muitas das quais são baseadas,
por sua vez, em suposições, incluindo, sem limitação, a avaliação pela gestão das tendências operacionais, dados
contidos nos registos da Sociedade e outros dados disponibilizados por terceiros. Embora a Galp acredite na
razoabilidade com que tais suposições foram realizadas, essas suposições encontram-se por inerência sujeitas a
riscos significativos conhecidos e desconhecidos, incertezas, contingências e outros fatores importantes que são
difíceis ou impossíveis de prever e estão fora do seu controle. No entanto, nenhuma garantia pode ser dada de
que tais suposições demonstrarão ter sido corretas. Fatores importantes que podem levar a diferenças
significativas entre os resultados reais e as expetativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia
de negócios da Sociedade, os desenvolvimentos da indústria, as condições do mercado financeiro, a incerteza
dos resultados dos projetos futuros e operações, planos, objetivos, expetativas e intenções, entre outros. Tais
riscos, incertezas, contingências e outros fatores importantes podem conduzir a que os resultados reais da Galp
ou da indústria sejam materialmente diferentes dos resultados expressos ou implícitos nesta apresentação por
tais declarações prospetivas.
Os resultados futuros reais, tanto financeiros como operacionais; o aumento da procura e alteração do mix
energético; o aumento da produção e variação do portefólio da Galp; o montante e os diferentes custos de
capital, distribuições futuras; acréscimo de recursos e recuperações; planos de projetos, tempo, custos e
capacidades; ganhos de eficiência; redução de custos; benefícios de integração; gamas e vendas de produtos;
taxas de produção; e o impacto da tecnologia, podem diferir de forma substancial devido a um número de
fatores. Estes fatores podem incluir alterações no preço do petróleo ou do gás ou outras condições de mercado
que afetem as indústrias do petróleo, gás e petroquímica; desempenho dos reservatórios; conclusão atempada
dos projetos de desenvolvimento; guerra ou outras perturbações políticas ou de segurança; alterações de
legislação ou de regulamentação governamental, incluindo regulamentação ambiental e sanções políticas; o
resultado de negociações comerciais; atuação de concorrentes e clientes; desenvolvimentos tecnológicos
inesperados; condições económicas gerais, incluindo a ocorrência e a duração de recessões económicas;
dificuldades técnicas imprevistas; e outros fatores.
A informação, opiniões e declarações prospetivas contidos neste relatório respeitam apenas à sua data e estão
sujeitos a modificação sem necessidade de comunicação. A Galp e os respetivos representantes, agentes,
trabalhadores ou assessores não pretendem, e expressamente não assumem qualquer obrigação ou dever de
elaborar ou divulgar qualquer suplemento, adenda, atualizada ou revisão de quaisquer informações, opiniões ou
declarações prospetivas contidas neste relatório com vista a refletir qualquer alteração, eventos, condições ou
circunstâncias.
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Galp Energia, SGPS, S.A. Relações com Investidores:
Pedro Dias, Diretor
Otelo Ruivo, IRO
Cátia Lopes
João G. Pereira
João P. Pereira
Teresa Rodrigues
Contactos:
Tel: +351 21 724 08 66
Fax: +351 21 724 29 65
Morada:
Rua Tomás da Fonseca,
Torre A, 1600-209 Lisboa, Portugal
Website: www.galp.com
Email:[email protected]
Reuters: GALP.LS
Bloomberg: GALP PL
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